[go: up one dir, main page]

RU2012144052A - METHOD FOR REMOVING THERMALLY STABLE SALTS FROM ACID ABSORBERS - Google Patents

METHOD FOR REMOVING THERMALLY STABLE SALTS FROM ACID ABSORBERS Download PDF

Info

Publication number
RU2012144052A
RU2012144052A RU2012144052/05A RU2012144052A RU2012144052A RU 2012144052 A RU2012144052 A RU 2012144052A RU 2012144052/05 A RU2012144052/05 A RU 2012144052/05A RU 2012144052 A RU2012144052 A RU 2012144052A RU 2012144052 A RU2012144052 A RU 2012144052A
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
acid gas
range
gas absorber
regenerated
mixture
Prior art date
Application number
RU2012144052/05A
Other languages
Russian (ru)
Other versions
RU2562262C2 (en
Inventor
Виджей БХАМБХАНИГОДХВАНИ
Джон Николас САРЛИЗ
Original Assignee
Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В.
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. filed Critical Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В.
Publication of RU2012144052A publication Critical patent/RU2012144052A/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2562262C2 publication Critical patent/RU2562262C2/en

Links

Classifications

    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
    • B01D53/1425—Regeneration of liquid absorbents
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
    • B01D53/1493—Selection of liquid materials for use as absorbents
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J20/00—Solid sorbent compositions or filter aid compositions; Sorbents for chromatography; Processes for preparing, regenerating or reactivating thereof
    • B01J20/02—Solid sorbent compositions or filter aid compositions; Sorbents for chromatography; Processes for preparing, regenerating or reactivating thereof comprising inorganic material
    • B01J20/20—Solid sorbent compositions or filter aid compositions; Sorbents for chromatography; Processes for preparing, regenerating or reactivating thereof comprising inorganic material comprising free carbon; comprising carbon obtained by carbonising processes
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01J—CHEMICAL OR PHYSICAL PROCESSES, e.g. CATALYSIS OR COLLOID CHEMISTRY; THEIR RELEVANT APPARATUS
    • B01J39/00—Cation exchange; Use of material as cation exchangers; Treatment of material for improving the cation exchange properties
    • B01J39/08—Use of material as cation exchangers; Treatment of material for improving the cation exchange properties
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2251/00—Reactants
    • B01D2251/20—Reductants
    • B01D2251/21—Organic compounds not provided for in groups B01D2251/206 or B01D2251/208
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2251/00—Reactants
    • B01D2251/30—Alkali metal compounds
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2251/00—Reactants
    • B01D2251/30—Alkali metal compounds
    • B01D2251/304—Alkali metal compounds of sodium
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2251/00—Reactants
    • B01D2251/40—Alkaline earth metal or magnesium compounds
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2257/00—Components to be removed
    • B01D2257/30—Sulfur compounds
    • B01D2257/302—Sulfur oxides

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Inorganic Chemistry (AREA)
  • Treating Waste Gases (AREA)
  • Gas Separation By Absorption (AREA)
  • Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)

Abstract

1. Способ регенерации поглотителя кислотных газов, содержащего амин и термически стабильные соли, посредством разделения фаз, включающийa) смешивание поглотителя кислотных газов со щелочным раствором, с образованием смеси со значением рН, превышающим точку эквивалентности рН амина;b) охлаждение смеси до температуры ниже 50°С;c) разделение смеси на регенерированный поглотитель кислотных газов и поток отходов;d) сбор регенерированного поглотителя кислотных газов, выделенного из потока отходов.2. Способ по п.1, в котором стадию с) осуществляют посредством оставления смеси в покое в течение, по меньшей мере, 30 минут, предпочтительно, в пределах от 1 часа до 10 часов, более предпочтительно, от 1 часа до 3 часов, чтобы сделать возможным разделение регенерированного поглотителя кислотного газа и потока отходов.3. Способ по п.1 или 2, где поглотитель кислотных газов представляет собой водный аминовый растворитель, предпочтительно, раствор диамина, более предпочтительно, раствор, содержащий N-(2-гидроксиэтил)пиперазин или N,N'-бис-(гидроксиэтил)пиперазин или их сочетание.4. Способ по п.1 или 2, в котором поглотитель кислотного газа содержит в пределах от 15 до 40 мас.%, предпочтительно, от 20 до 35 мас.%, более предпочтительно, от 23 до 27 мас.% амина по отношению к общей массе поглотителя кислотного газа.5. Способ по п.1 или 2, в котором поглотитель кислотного газа содержит в пределах от 10 до 25 мас.%, более предпочтительно в пределах от 10 до 20 мас.%, еще более предпочтительно, в пределах от 13 до 16 мас.% сульфата по отношению к общей массе поглотителя кислотного газа.6. Способ по п.4, в котором поглотитель кислотного газа содержит в пределах от 13 до 16 мас.% �1. A method of regenerating an acid gas absorber containing an amine and thermally stable salts by phase separation, which includes: a) mixing the acid gas absorber with an alkaline solution to form a mixture with a pH above the equivalence point of the amine pH; b) cooling the mixture to a temperature below 50 ° C; c) separation of the mixture into a regenerated acid gas absorber and a waste stream; d) collection of a regenerated acid gas absorber extracted from a waste stream. 2. The method according to claim 1, wherein step c) is carried out by leaving the mixture at rest for at least 30 minutes, preferably in the range of 1 hour to 10 hours, more preferably 1 hour to 3 hours, to make separation of the regenerated acid gas scavenger and waste stream is possible. 3. The method according to claim 1 or 2, wherein the acid gas scavenger is an aqueous amine solvent, preferably a diamine solution, more preferably a solution containing N- (2-hydroxyethyl) piperazine or N, N'-bis- (hydroxyethyl) piperazine or their combination. 4. The method according to claim 1 or 2, in which the acid gas absorber contains from 15 to 40 wt.%, Preferably from 20 to 35 wt.%, More preferably from 23 to 27 wt.% Amine relative to the total weight acid gas scavenger. 5. The method according to claim 1 or 2, in which the acid gas absorber contains in the range from 10 to 25 wt.%, More preferably in the range from 10 to 20 wt.%, Even more preferably in the range from 13 to 16 wt.% Sulfate in relation to the total mass of the acid gas absorber. 6. The method according to claim 4, in which the acid gas absorber contains from 13 to 16 wt.% �

Claims (15)

1. Способ регенерации поглотителя кислотных газов, содержащего амин и термически стабильные соли, посредством разделения фаз, включающий1. A method of regenerating an acid gas scavenger containing an amine and thermally stable salts by phase separation, comprising a) смешивание поглотителя кислотных газов со щелочным раствором, с образованием смеси со значением рН, превышающим точку эквивалентности рН амина;a) mixing the acid gas scavenger with an alkaline solution to form a mixture with a pH value exceeding the amine pH equivalence point; b) охлаждение смеси до температуры ниже 50°С;b) cooling the mixture to a temperature below 50 ° C; c) разделение смеси на регенерированный поглотитель кислотных газов и поток отходов;c) separation of the mixture into a regenerated acid gas scavenger and a waste stream; d) сбор регенерированного поглотителя кислотных газов, выделенного из потока отходов.d) collecting the regenerated acid gas scavenger recovered from the waste stream. 2. Способ по п.1, в котором стадию с) осуществляют посредством оставления смеси в покое в течение, по меньшей мере, 30 минут, предпочтительно, в пределах от 1 часа до 10 часов, более предпочтительно, от 1 часа до 3 часов, чтобы сделать возможным разделение регенерированного поглотителя кислотного газа и потока отходов.2. The method according to claim 1, in which stage c) is carried out by leaving the mixture alone for at least 30 minutes, preferably in the range from 1 hour to 10 hours, more preferably from 1 hour to 3 hours, to allow separation of the regenerated acid gas scavenger and the waste stream. 3. Способ по п.1 или 2, где поглотитель кислотных газов представляет собой водный аминовый растворитель, предпочтительно, раствор диамина, более предпочтительно, раствор, содержащий N-(2-гидроксиэтил)пиперазин или N,N'-бис-(гидроксиэтил)пиперазин или их сочетание.3. The method according to claim 1 or 2, where the acid gas absorber is an aqueous amine solvent, preferably a diamine solution, more preferably a solution containing N- (2-hydroxyethyl) piperazine or N, N'-bis- (hydroxyethyl) piperazine or a combination thereof. 4. Способ по п.1 или 2, в котором поглотитель кислотного газа содержит в пределах от 15 до 40 мас.%, предпочтительно, от 20 до 35 мас.%, более предпочтительно, от 23 до 27 мас.% амина по отношению к общей массе поглотителя кислотного газа.4. The method according to claim 1 or 2, in which the acid gas absorber contains in the range from 15 to 40 wt.%, Preferably from 20 to 35 wt.%, More preferably from 23 to 27 wt.% Amine with respect to the total mass of the acid gas absorber. 5. Способ по п.1 или 2, в котором поглотитель кислотного газа содержит в пределах от 10 до 25 мас.%, более предпочтительно в пределах от 10 до 20 мас.%, еще более предпочтительно, в пределах от 13 до 16 мас.% сульфата по отношению к общей массе поглотителя кислотного газа.5. The method according to claim 1 or 2, in which the acid gas absorber contains in the range from 10 to 25 wt.%, More preferably in the range from 10 to 20 wt.%, Even more preferably in the range from 13 to 16 wt. % sulfate in relation to the total mass of the acid gas absorber. 6. Способ по п.4, в котором поглотитель кислотного газа содержит в пределах от 13 до 16 мас.% сульфата, в пределах от 23 до 27 мас.% амина и в пределах от 57 до 64 мас.% воды, в таких количествах, что общее количество составляет 100 мас.%.6. The method according to claim 4, in which the acid gas absorber contains from 13 to 16 wt.% Sulphate, from 23 to 27 wt.% Amine and from 57 to 64 wt.% Water, in such quantities that the total amount is 100 wt.%. 7. Способ по п.1 или 2, в котором щелочной раствор содержит гидроксид металла Группы I или Группы II, предпочтительно, гидроксид калия или гидроксид натрия, более предпочтительно, гидроксид натрия.7. The method according to claim 1 or 2, in which the alkaline solution contains a metal hydroxide of a Group I or Group II metal, preferably potassium hydroxide or sodium hydroxide, more preferably sodium hydroxide. 8. Способ по п.1 или 2, в котором смесь имеет значение рН в пределах от 10 до 13, предпочтительно, в пределах от 11 до 12.8. The method according to claim 1 or 2, in which the mixture has a pH value in the range from 10 to 13, preferably in the range from 11 to 12. 9. Способ по п.1 или 2, в котором перемешивание проводят в перемешиваемом танке реактора.9. The method according to claim 1 or 2, in which the mixing is carried out in a stirred tank of the reactor. 10. Способ по п.9, в котором перемешиваемый танк реактора дополнительно содержит контур рециркуляции.10. The method according to claim 9, in which the stirred tank of the reactor further comprises a recirculation loop. 11. Способ по п.1 или 2, в котором смесь охлаждают до температуры в пределах от 20 до 45°С, более предпочтительно, в пределах от 25 до 40°С.11. The method according to claim 1 or 2, in which the mixture is cooled to a temperature in the range from 20 to 45 ° C, more preferably in the range from 25 to 40 ° C. 12. Способ по п.1 или 2, в котором верхний слой содержит регенерированный поглотитель кислотного газа и нижний слой содержит поток отходов.12. The method according to claim 1 or 2, in which the upper layer contains a regenerated acid gas absorber and the lower layer contains a waste stream. 13. Способ по п.1 или 2, в котором регенерированный поглотитель кислотного газа обрабатывают дополнительно в соответствии со следующей стадией:13. The method according to claim 1 or 2, in which the regenerated acid gas absorber is further processed in accordance with the following stage: e) обработки регенерированного поглотителя кислотного газа с помощью катионного ионного обмена для удаления соединения металла Группы I или Группы II, присутствующего в регенерированном поглотителе.e) treating the regenerated acid gas scavenger with cationic ion exchange to remove a Group I or Group II metal compound present in the regenerated scavenger. 14. Способ по п.13, в котором регенерированный поглотитель кислотного газа дополнительно обрабатывают в соответствии со следующей стадией:14. The method according to item 13, in which the regenerated acid gas absorber is further processed in accordance with the following stage: f) обработки регенерированного поглотителя кислотного газа с помощью активированного угля для удаления, по меньшей мере, углеводородов.f) treating the regenerated acid gas scavenger with activated carbon to remove at least hydrocarbons. 15. Способ по п.14, в котором регенерированный поглотитель кислотного газа дополнительно обрабатывают в соответствии со следующей стадией:15. The method according to 14, in which the regenerated acid gas absorber is further processed in accordance with the following stage: g) пропускания регенерированного поглотителя кислотного газа через установку фильтрования и/или микрофильтрования. g) passing the regenerated acid gas scavenger through a filtration and / or microfiltration unit.
RU2012144052/05A 2010-03-17 2011-03-17 Method for removing thermally stable salts of acid gas absorbers RU2562262C2 (en)

Applications Claiming Priority (5)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US31468910P 2010-03-17 2010-03-17
US61/314,689 2010-03-17
EP10156848 2010-03-18
EP10156848.3 2010-03-18
PCT/EP2011/054051 WO2011113897A1 (en) 2010-03-17 2011-03-17 Process for the removal of heat stable salts from acid gas absorbents

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2012144052A true RU2012144052A (en) 2014-04-27
RU2562262C2 RU2562262C2 (en) 2015-09-10

Family

ID=42371386

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2012144052/05A RU2562262C2 (en) 2010-03-17 2011-03-17 Method for removing thermally stable salts of acid gas absorbers

Country Status (8)

Country Link
US (1) US10118123B2 (en)
EP (1) EP2547424A1 (en)
CN (1) CN102858430B (en)
CA (1) CA2792698C (en)
CL (1) CL2012002564A1 (en)
RU (1) RU2562262C2 (en)
WO (1) WO2011113897A1 (en)
ZA (1) ZA201206776B (en)

Families Citing this family (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20140260979A1 (en) * 2013-03-14 2014-09-18 Cansolv Technologies Inc. Processes for the rejuvenation of an amine acid gas absorbent used in an acid gas recovery unit
RU2674963C2 (en) * 2013-11-07 2018-12-13 Кэнсолв Текнолоджиз Инк. Process for capturing sulphur dioxide from gas stream
CN103979716A (en) * 2014-05-22 2014-08-13 西安热工研究院有限公司 System and method for purification and reuse of amine liquid in flue gas CO2 capture system of coal-fired power station
CN105366766B (en) * 2014-08-25 2018-02-16 中石化洛阳工程有限公司 A kind of resin bed heat stable salt removal methods
EP4549384A3 (en) * 2017-05-22 2025-10-08 Commonwealth Scientific and Industrial Research Organisation Process and system for capture of carbon dioxide
CN115991528A (en) * 2023-03-22 2023-04-21 河北精致科技有限公司 Method for purifying flue gas absorbent

Family Cites Families (17)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB1118687A (en) * 1967-02-10 1968-07-03 Shell Int Research Process for the recovery of amine from amine degradation products
GB1203874A (en) * 1968-03-14 1970-09-03 Ucb Union Chemische Bedrijven Process for the regeneration of alkanolamines
US3658462A (en) 1970-03-05 1972-04-25 Shell Oil Co Liquid-gas absorption process
US4122149A (en) 1977-03-25 1978-10-24 Union Carbide Corporation Process for removing SO2 from effluent gases and for removing heat stable salts from systems in which they accumulate
US4113849A (en) 1977-03-25 1978-09-12 Union Carbide Corporation Recovering sulfur from gas streams containing hydrogen sulfide
US5045291A (en) 1987-07-02 1991-09-03 Conoco Inc. Reactivation of spent alkanolamine
US4970344A (en) 1987-07-02 1990-11-13 Conoco Inc. Reactivation of spent alkanolamine
AU612238B2 (en) * 1988-01-29 1991-07-04 Dow Chemical Company, The Process for the recovery of alkanolamines from their heat-stable salts formed in alkanolamine sorbent solutions
JP3348109B2 (en) 1992-01-02 2002-11-20 コノコ・インコーポレーテッド Monitor and control system for selective regeneration of alkanolamines from cation exchange resins with sodium hydroxide
US5292407A (en) 1992-12-18 1994-03-08 Union Carbide Chemicals & Plastics Technology Corporation Process for converting heat stable amine salts to heat regenerable amine salts
EP0810904B1 (en) 1995-02-24 1998-09-02 MPR Services, Inc. Amine heat stable salt removal from type ii anion exchange resin
JP3349346B2 (en) * 1996-05-28 2002-11-25 三菱重工業株式会社 Desulfurization and decarboxylation process
US5733516A (en) * 1996-09-09 1998-03-31 Gas Research Institute Process for removal of hydrogen sulfide from a gas stream
US5912387A (en) * 1997-01-28 1999-06-15 The Dow Chemical Company Amine heat stable salt neutralization having reduced solids
US6245128B1 (en) 1999-06-15 2001-06-12 Mobil Oil Corporation Process for the reclamation of spent alkanolamine solution
US7056482B2 (en) * 2003-06-12 2006-06-06 Cansolv Technologies Inc. Method for recovery of CO2 from gas streams
US7323600B1 (en) * 2006-08-08 2008-01-29 Mpr Services, Inc. Process for improving the conversion of oxazolidones to alkanolamines

Also Published As

Publication number Publication date
EP2547424A1 (en) 2013-01-23
RU2562262C2 (en) 2015-09-10
WO2011113897A1 (en) 2011-09-22
CL2012002564A1 (en) 2013-01-11
CA2792698C (en) 2018-09-04
US10118123B2 (en) 2018-11-06
CA2792698A1 (en) 2011-09-22
ZA201206776B (en) 2013-05-29
US20130193375A1 (en) 2013-08-01
CN102858430A (en) 2013-01-02
CN102858430B (en) 2015-02-11

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2012144052A (en) METHOD FOR REMOVING THERMALLY STABLE SALTS FROM ACID ABSORBERS
AU2012203051B2 (en) Acid gas absorbent, acid gas removal method, and acid gas removal device
EP2737937A1 (en) Electrolytic reduction of carbon capture solutions
AU2009357630B2 (en) Alkali-carbonate-based carbon dioxide absorbent containing added sterically hindered cyclic amines, and method for removing carbon dioxide removing using same
US20130269525A1 (en) Absorption Media for Scrubbing CO2 from a Gas Stream and Methods Using the Same
CN101612509A (en) Composite decarburization solution for capturing carbon dioxide in mixed gas
JP2015123380A (en) Acid gas removal device and acid gas removal method
CN108993125B (en) Eutectic solvent for removing carbon dioxide in air and flue gas
CA2893611A1 (en) Method of absorbing co2 from a gas mixture
US20150044114A1 (en) Acid gas absorbent, acid gas removal method, and acid gas removal device
CN102284229A (en) Composite decarbonization solution for capturing carbon dioxide in mixed gas
JP2015027647A (en) Acid gas absorbent, acid gas removal method, and acid gas removal apparatus
CN109701362A (en) Liquid-solid phase change absorbent for capturing carbon dioxide and application thereof
CN102266707A (en) Flue gas sulfur dioxide absorption solvent with high-selectivity wet method
JP2017196547A (en) Acid gas absorbent, acid gas removal method and acid gas removal apparatus
JP2017035669A (en) Acid gas absorbent, acid gas removal method, and acid gas removal apparatus
JP4763009B2 (en) CO2 absorbent and CO2 recovery method
CN112957896B (en) A new type of fatty polyamine solution for capturing carbon dioxide in mixed gas and its application
CN104645780B (en) A kind of alternating temperature concentration absorbent trapping carbon dioxide and using method thereof
US20140301930A1 (en) Absorbent tertiary monoalkanolamine solution belonging to the 3-alcoxypropylamine family, and method for removing acidic compounds contained in a gas effluent
CN106746135A (en) The processing system and technique of a kind of N-(phosphonomethyl) iminodiacetic acid wastewater
WO2011121635A1 (en) Acidic gas absorbent, acidic gas removal device, and acidic gas removal method
CN118526929A (en) Large-steric-hindrance fatty polyamine solution for capturing carbon dioxide and application thereof
CN102059002B (en) Method and device for purifying polyethylene glycol dimethyl ether
JP2016083657A (en) Acid gas removing absorbent and acid gas removing method

Legal Events

Date Code Title Description
PC41 Official registration of the transfer of exclusive right

Effective date: 20161229

MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20200318